姜懷（大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠）

杏北油田集輸系統(tǒng)能耗現(xiàn)狀分析及節(jié)能優(yōu)化方法

姜懷（大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠）

隨著油田開發(fā)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，地面能耗設(shè)備總數(shù)隨之增加，集輸單耗顯著升高。針對(duì)集輸系統(tǒng)能耗大，節(jié)能難的問題，開展了杏北油田地面工程能量系統(tǒng)優(yōu)化示范工程，項(xiàng)目開發(fā)了地面工程仿真運(yùn)行軟件，研制了集輸系統(tǒng)用能優(yōu)化模型，建立了節(jié)能優(yōu)化示范區(qū)，項(xiàng)目推行以來，示范區(qū)產(chǎn)液綜合單耗下降0.332 kg/t（標(biāo)煤），取得了可觀的節(jié)能降耗效果。對(duì)其他油田集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗工作也具有一定的借鑒和參考意義。

杏北油田；集輸系統(tǒng)；節(jié)能降耗

1 杏北油田集輸系統(tǒng)能耗形勢

杏北油田共建成轉(zhuǎn)油（放水站）站51座、脫水站7座、負(fù)責(zé)8082口油井集輸與處理工作，隨著油田開發(fā)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，集輸能耗持續(xù)上升，與2011年相比耗電量增加11%，耗氣量增加137%。

1.1 能耗上升主要因素

隨著產(chǎn)能規(guī)模的不斷擴(kuò)大，采出井?dāng)?shù)逐年增加。與2011年對(duì)比，2016年采出井總數(shù)由6402口上升至8082口，年均摻水量由2715×104m3升高至3972×104m3（表1）。由于新增產(chǎn)能主要集中在三采區(qū)塊，工藝復(fù)雜程度高，設(shè)備能耗數(shù)量大，加之下游污水處理難，使得能耗規(guī)模逐年加大，集輸單耗快速升高。耗能單元基數(shù)大，油氣集輸單耗高，是集輸系統(tǒng)能耗上升的主要因素[1]。

表1 2011—2016年杏北油田集輸系統(tǒng)能耗規(guī)模變化情況

1.2 集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗挖潛方向

根據(jù)杏北油田2016年集輸系統(tǒng)耗電情況可知，摻水耗電占系統(tǒng)能耗總數(shù)的51%，外輸油（水）耗電占總數(shù)的36%，熱洗及生活用電占總數(shù)的13%，因此摻水量優(yōu)化是集輸系統(tǒng)節(jié)電挖潛的主要方向。

統(tǒng)計(jì)2016年集輸系統(tǒng)耗電情況可知，78%的氣量消耗在摻水加熱方面，脫水及生活用氣共占總數(shù)的22%，因此摻水溫度優(yōu)化是集輸系統(tǒng)節(jié)氣挖潛的主要方向。

2 優(yōu)化調(diào)整具體措施

技術(shù)實(shí)現(xiàn)主要分為以下5個(gè)步驟：確定采出井井口產(chǎn)液溫度公式；構(gòu)建集輸系統(tǒng)運(yùn)行模型；根據(jù)井口溫度以及集輸模型預(yù)測井口采出液進(jìn)計(jì)量間溫度；確定不加熱集輸邊界條件，高于邊界條件的井實(shí)施不加熱單管集輸，低于邊界條件的井摻水集輸；綜合優(yōu)化摻水量與摻水溫度，在滿足集輸需求以及污水處理需求基礎(chǔ)上，合理匹配摻水量及摻水溫度組合，實(shí)現(xiàn)綜合能耗最低。

2.1 制定“一井一參數(shù)”個(gè)性化集輸方案

2.1.1 確定井口采出液計(jì)算溫度公式

井口采出液溫度[2]是后續(xù)溫降計(jì)算首要關(guān)鍵參數(shù)，前期通過“萬里測溫工程”通過多組物性參數(shù)已經(jīng)推導(dǎo)出井口出油溫度經(jīng)驗(yàn)公式，為驗(yàn)證該經(jīng)驗(yàn)公式準(zhǔn)確性，在杏北401中轉(zhuǎn)站選取60口不同產(chǎn)液井現(xiàn)場取樣對(duì)比，試驗(yàn)前關(guān)閉井口的摻水閥門，3—5 min后取樣對(duì)比實(shí)測溫度與計(jì)算溫度差值。

式中：T——井口出油溫度，℃；

G——油井日產(chǎn)液量，t/d；

W——綜合含水，%。

從表2中可以看出，對(duì)于日產(chǎn)液大于20 m3的井，公式吻合度為97.4%，對(duì)于日產(chǎn)液小于20 m3的井，公式吻合度為86.8%，公式準(zhǔn)確性較高，滿足現(xiàn)場使用要求。

表2 井口采出液溫度校核情況

2.1.2 構(gòu)建集油系統(tǒng)工藝模型

工藝模型采用中國石油大學(xué)（華東）的“油氣集輸系統(tǒng)工藝模擬及用能優(yōu)化軟件”[3]進(jìn)行搭建，選取杏北401中轉(zhuǎn)站作為試驗(yàn)載體，根據(jù)管道靜態(tài)信息構(gòu)建集輸系統(tǒng)井站布局模型，通過井口采出液溫度、當(dāng)量管徑、集輸半徑、校核后的水力及熱力系數(shù)，得到所轄采出井停摻后進(jìn)間溫度，最終布局模型如圖1所示。

圖1 杏北401中轉(zhuǎn)站集油系統(tǒng)工藝模型界面示意

2.1.3 確定單管集輸邊界條件

油井采出液沿程輸送至溫度下降到某一點(diǎn)時(shí)，油水懸浮液中的油滴會(huì)發(fā)生絮凝，絮凝液滴會(huì)黏附到管線內(nèi)壁上，不能被油流沖刷掉，最終導(dǎo)致管線內(nèi)壁流通截面積減小，回壓上升，無法正常輸送，此時(shí)的溫度即高含水原油單管集輸邊界條件[2]。為探索杏北油田不加熱集輸邊界條件，在杏北401中轉(zhuǎn)站選取78口試驗(yàn)井按照進(jìn)間溫度不同，劃分為I～I(xiàn)II類開展試驗(yàn)。

試驗(yàn)效果：I類井平均回壓0.459 MPa，壓力波動(dòng)較為平緩，基層管理難度??；II類井平均回壓0.452 MPa，壓力波動(dòng)與I類井相似，回壓變化較為穩(wěn)定；III類井平均回壓0.520 MPa，壓力波動(dòng)較為劇烈，平均每3—4天需要開摻水沖洗一次，基層管理難度較大。根據(jù)試驗(yàn)跟蹤數(shù)據(jù)可知，I、II類井單管集油效果較好，綜合管理難度較低，因此，25℃可作為杏北油田單管集輸邊界條件，其對(duì)應(yīng)的邊界井況為產(chǎn)液量大于20 t/d，含水高于85%。

2.1.4 制定“一井一參數(shù)”水量優(yōu)化方案

按照已得到的邊界條件，對(duì)試驗(yàn)站推廣應(yīng)用，將進(jìn)間溫度25℃以上井全部實(shí)施單管集輸，其他井根據(jù)產(chǎn)液及管道情況逐井給定摻水量，水量給定方法由運(yùn)行優(yōu)化軟件根據(jù)多相流計(jì)算[4]結(jié)果給定，確保上述井摻水后滿足25℃進(jìn)間。具體優(yōu)化方案見表3。

優(yōu)化后總體運(yùn)行情況：試驗(yàn)期間對(duì)單井回壓、產(chǎn)液量、摻水溫度、摻水量、回油溫度、異常井次等6項(xiàng)參數(shù)進(jìn)行跟蹤，優(yōu)化后單井回壓沒有上升趨勢，產(chǎn)液量保持長期平穩(wěn)，異常井出現(xiàn)頻次較低，通過臨時(shí)恢復(fù)摻水沖洗及常規(guī)熱洗均可有效解決，未出現(xiàn)長期回壓異常問題。2017年與2016年同期對(duì)比，優(yōu)化后耗氣量、耗電量均有不同程度的下降趨勢，日均節(jié)電270 kWh，節(jié)摻水220 m3，節(jié)能效果明顯（圖2）。

2.2 實(shí)施“一站一方案”個(gè)性化管理模式

通過對(duì)比不同工況下?lián)剿疁囟燃皳剿糠桨?，選取費(fèi)用最低的組合作為中轉(zhuǎn)站最佳運(yùn)行方案，以杏北401轉(zhuǎn)油站為例，摻水溫度為38℃、日摻水量1500 m3時(shí)，站庫運(yùn)行能耗最低，方案6即當(dāng)月最佳摻水溫度及摻水量匹配組合（表4）。

2.3 杏北油田集輸系統(tǒng)能量優(yōu)化方案推行效果

1）建立能量優(yōu)化示范區(qū)。為驗(yàn)證優(yōu)化效果，在第四采油廠第一油礦8座水驅(qū)轉(zhuǎn)油站建立集輸系統(tǒng)能量優(yōu)化示范區(qū)，示范區(qū)轄采出井1218口，根據(jù)優(yōu)化方案共劃分不加熱單管集輸298口，摻水集輸572口，對(duì)288口臨關(guān)井停井期間停止摻水。

圖2 2017年與2016年同期對(duì)比耗電量與摻水量變化情況

2）示范區(qū)集輸能耗優(yōu)化概況。按照上述優(yōu)化模式，5月初分別對(duì)示范區(qū)8座中轉(zhuǎn)站制定優(yōu)化方案，統(tǒng)計(jì)5—8月能耗效果，與2016年同期對(duì)比，在總外輸液量升高13.8×104t條件下，累計(jì)摻水量下降11%，耗能設(shè)備減少1336臺(tái)，耗電量下降31.78×104kWh，耗氣量下降32.64×104m3，產(chǎn)液綜合單耗下降0.332 kg/t（標(biāo)煤），運(yùn)行能耗顯著下降（表5）。

表3 試驗(yàn)站部分單井摻水量優(yōu)化數(shù)據(jù)

表4 杏北401轉(zhuǎn)油站優(yōu)化參數(shù)統(tǒng)計(jì)

表5 2016、2017年示范區(qū)集輸能耗同期對(duì)比

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）地面工程經(jīng)歷了從低效到高效不斷完善的建設(shè)歷程，形成了龐大的集輸處理系統(tǒng)，現(xiàn)階段單點(diǎn)節(jié)能挖潛難度大，需從系統(tǒng)角度尋求技術(shù)突破[5]。

2）為控制單耗上漲的趨勢，一是精細(xì)化單井用水需求，控制摻水總量，保障系統(tǒng)低耗高效運(yùn)行；二是合理匹配水量與溫度組合，源頭上降低干氣消耗；三是控制機(jī)泵與加熱爐啟運(yùn)臺(tái)數(shù)，提高設(shè)備處理負(fù)荷，系統(tǒng)上增加運(yùn)行效率。

3）通過推行“一井一參數(shù)，一站一方案”的集輸系統(tǒng)能量優(yōu)化辦法，增加了基層站精細(xì)化管理水平，提升了員工降本增效的管理意識(shí)。該方法不改變現(xiàn)有工藝及設(shè)備，不增加額外工作量，優(yōu)化方法更科學(xué)，推行方法更簡便，更易于大面積推廣應(yīng)用，節(jié)能效果較為明顯，對(duì)其他油田集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗工作也具有一定的借鑒和參考意義。

[1]李江.杏北油田集輸系統(tǒng)節(jié)電潛力分析[J].石油石化節(jié)能，2013，3（8）：8-10.

[2]亓福香，汪壽琴，吳瑾.井口出液溫度計(jì)算方法與應(yīng)用分析[J].油氣田地面工程，2015，34（8）：34-36.

[3]朱冬銀，吳海浩，李楷.油田集輸系統(tǒng)仿真模型教學(xué)軟件開發(fā)及應(yīng)用[J].實(shí)驗(yàn)室研究與探索，2015，34（1）：92-96.

[4]劉曉燕.特高含水期油氣水管道安全混輸界限確定及水力熱力計(jì)算方法研究[D].大慶石油學(xué)院，2005.

[5]呂莉莉，解紅軍，魏江東.油氣田能效對(duì)標(biāo)方法淺議[J].石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2014，25（4）：31-32.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.11.001

姜懷，工程師，2012年畢業(yè)于東北石油大學(xué)（油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè)），從事規(guī)劃與技術(shù)管理室工作，E-mail：dqjianghuai@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶市紅崗區(qū)第四采油廠規(guī)劃設(shè)計(jì)研究所，163511。

2017-09-08

（編輯 王古月）

中國石油新聞中心近日獲悉，大連石化綜合優(yōu)化加熱爐運(yùn)行，今年前9個(gè)月，40余臺(tái)加熱爐平均熱效率達(dá)90.87%，比去年同期提高0.66%。

大連石化現(xiàn)有大小加熱爐47臺(tái)，每年燒掉的燃料約占公司總能耗近35%，是公司的耗能大戶。今年上半年裝置停檢時(shí)，大連石化將多套裝置加熱爐預(yù)熱器由蒸汽加熱空氣改為水熱媒加熱，減少了露點(diǎn)腐蝕的限制，加熱爐排煙溫度比從前降低了30℃，加熱爐熱效率提高，每年可節(jié)約蒸汽1800 t。

220×104t/a重整裝置是大連石化生產(chǎn)高品質(zhì)汽油，實(shí)現(xiàn)創(chuàng)效的重要單位，但裝置的“四合一”加熱爐外壁溫度過高卻使一些熱能白白損耗。公司與車間技術(shù)人員深入現(xiàn)場觀察和研究，找出了爐壁襯里存在的缺陷，先后更換了4200 m2襯里，使熱爐外壁襯里溫度比以前下降30℃左右，達(dá)到了工藝爐檢測標(biāo)準(zhǔn)。二蒸餾裝置及時(shí)更換加熱爐預(yù)熱器中的結(jié)垢換熱管束，提高換熱效果，加熱爐熱效率提高1%，一年可節(jié)省燃料800 t。

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